Методические указания к выполнению практических занятий по дисциплине "Осложнения и аварии" (стр. 9 )

Пример 1. Определить диаметр заряда торпеды ТШТ для обрыва стальных бурильных труб диаметром 127 мм с толщиной стенки 9 мм при гидростатическом давлении бурового раствора 50 МПа в открытом стволе скважины диаметром dc = 210 мм.

На номограмме (рис. 13) соединяем точки со значениями dтp/dc = 0,60 и Р=50 МПа. Полученную засечку на вспомогательной шкале соединяем прямой со значением 109 мм (127 - 9×2=109) на шкале dтp. вн. На шкале dз находим диаметр заряда равным 66 мм. По таблице 5.31 [11, с.239] выбираем торпеду ТШТ-65/70.

Пример 2. Определить диаметр заряда торпеды ТШТ для обрыва насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм и толщиной стенки 5,5 мм. Интервал закреплен обсадными трубами с внутренним диаметром 132 мм. Гидростатическое давление 40 МПа.

Порядок вычислений (рис.14) аналогичен предыдущему примеру. На шкале dз находим значение диаметра равным 52 мм. По таблице 5.31 [11] выбираем торпеду ТШТ -50/55.

Пример 3. Определить диаметр заряда торпеды ТШТ для обрыва прихваченных легкосплавных бурильных труб из сплава Д16-Т диаметром 147 мм с толщиной стенки 11мм при гидростатическом давлении 45 МПа. На номограмме (рис.15) соединяем прямой значения 45 МПа (шкала Р) и 125 мм
(147-11×2 = 125 мм) на шкале dтр. вн. прямая отсекает на шкале dз значение диаметра заряда 40мм. Эффективность торпедирования гарантируется торпедой ТШТ 43/50 (табл. 5.31 [11]).

Пример 4. Определить диаметр заряда торпеды ТШТ с целью обрыва утяжеленной бурильной трубы диаметром 146 мм и внутренним 68 мм в скважине диаметром 200 мм при гидростатическом давлении 40 МПа (номограмма на рис.16).

Определяем соотношение dтр/dc и б/dтр. вн. Для нашего примера dтp/dc = 146/200 = 0,73; б/dтр. вн. = 39/68 = 0,57. соединяем эти значения и на шкале А получаем вспомогательное число 0,6, которое переносим (по стрелке) на шкалу Б. Полученную на шкале Б точку (0,6) соединяем прямой со значением 40 МПа на шкале Р. При этом определяем засечку на вспомогательной шкале В, которую соединяем с точкой со значением 68 мм (шкала dтр. вн.). Искомое значение диаметра заряда находим на шкале dз. - 55 мм. По таблице 5.31 [11, с.230] находим, что нашему требованию удовлетворяет торпеда ТШТ-65/70 с диаметром заряда 65 мм и торпеды 70 мм. Но она не может быть пропущена в УБТ с внутренним диаметром 68 мм, поэтому выбираем торпеду ТШТ-50/55, заряд этой торпеды (dз = 50 мм) не гарантирует обрыв УБТ. Следует рассмотреть вопрос о торпедировании резьбового соединения УБТ с целью ослабления последующего развинчивания.

Последовательность работ при торпедировании для обрыва бурильной колонны следующая:

- определяют верхнюю границу прихвата, не прекращая циркуляцию;

- производят спуск шаблона торпеды;

- бурильную колонну натягивают на допустимую нагрузку и закрепляют в роторе;

- спускают торпеду к верхней границе прихвата и производят взрыв;

- восстанавливают циркуляцию бурового раствора;

- начинают подъем бурильной колонны.

Практика аварийных работ показывает, что не всегда удается извлечь колонну без усилий, превышающих собственный вес колонны до места обрыва. Обычно после взрыва торпеды и восстановления циркуляции колону расхаживают и проворачивают ротором, не прилагая больших нагрузок.

Контрольное задание. Выбрать заряд торпеды ТШТ для обрыва прихваченной бурильной колонны. Выполнение задания предусматривает использование номограмм для определения заряда при обрыве

а) стальных бурильных труб в открытом стволе;

б) стальных бурильных труб в обсадной колонне;

в) алюминиевых бурильных труб (ЛБТ);

г) утяжеленных бурильных труб.

Исходные данные для задания приведены в таблице 17.

Рис.13.

Рис.14.

Рис.15.

Рис.16.

Таблица 17

Условия прихвата бурильной колонны	Последняя цифра студенческого билета
0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
1. глубина скважины, м	4000	2750	3200	3600	3200	2500	2800	3800	2700	3500
2. гидростатическое давление, МПа	75	36	56	65	62	33	38	76	30	65
3. диаметр скважины, мм	200	230	220	200	200	235	225	210	230	200
4. компоновка бурильной колонны
4.1. УБТ-178´49мм - 25м ЛБТ-147´11мм - 25м ПК-127´9мм - 450м ЛБТ - 147´11мм - остальное	Прихват УБТ Торпедировать ЛБТ-147´11 мм
4.2.УБТ-146´39мм - 25м ТБПВ-127´9мм - 425м ЛБТ-129´11 мм - остальное	Прихват УБТ-146´39. Торпедировать ТБПВ. Внутренний диаметр обсадной колонны 201 мм.
4.3. УБТ-146´39мм - 25м ТБПВ-114´9мм - 500м ЛБТ-129´11 - остальное	Прихват УБТ. Торпедировать ТБПВ в открытом стволе.
4.4."Недра"КД 11м - 16м УБТ-146´39 - 25м	Прихват "Недра" КД 11м. Торпедировать УБТ-146´39мм

6. Газонефтепроявления

6.1. Определение максимально возможной длины бурильной колонны, поднятой без долива бурового раствора.

Снижение уровня бурового раствора в стволе скважины при подъеме инструмента вызывает уменьшение давления столба раствора на пласт. Создается ситуация, при которой в ствол скважины могут происходить проявления нефти, газа или воды. Практика буровых работ в Западной Сибири показывает, что недолив бурового раствора является одной из главных причин газонефтепроявлений и последующего их перехода в выбросы и открытые фонтаны. Для предотвращения проявлений скважину необходимо доливать буровым раствором. Длину бурильной колонны l, поднятой без долива бурового раствора, рекомендуется определять по следующей форме [16]:

(18)

где: dc - диаметр ствола скважины в верхней части, м;

dн - наружный диаметр бурильной колонны, м;

dв - внутренний диаметр бурильной колонны, м;

кз - коэффициент, учитывающий увеличение объема колонны за счет бурильных замков; рекомендуется принимать кз = 1,05;

h - максимально возможная величина снижение уровня бурового раствора в скважине, м.

предлагает определить h, как

(19)

где: h0 - глубина залегания пласта с наибольшим из всех вскрытых скважиной пластов градиентом пластового давления, м;

Рпл - пластовое (поровое) давление этого пласта, МПа;

r - плотность бурового раствора, кг/м3;

g - ускорение силы тяжести, м/с2;

кр - коэффициент резерва плотности бурового раствора.

Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях рекомендуют выбирать кр так:

- при глубине скважин до 1200 м 1,10-1,15;

- при глубине до 2500 м 1,05-1,10;

- для глубин более 2500 м 1,04-1,07.

Полученную величину допустимого снижения уровня h необходимо сравнить с длиной кондуктора; так как чаще всего уровень бурового раствора не должен быть ниже башмака обсадной колонны.

Задавшись длиной свечи бурильной колонны lcв, определяют число свечей (n), подъем которых возможен без долива:

Контрольное задание. Определить число свечей бурильной колонны, поднимаемой из скважины, без долива бурового раствора. Исходные данные в табл.18.

Таблица 18

	Последняя цифра номера студенческого билета
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1. Глубина скважины, м	3800	2700	3500	2500	2800	4000	3200	2750	3600	3200
2. Глубина спуска кондуктора 426´10, м	500	300	500	300	450	500	500	450	500	500
3. Глубина залегания пласта с наибольшим градиентом пластового давления, м	3700	2650	3400	2400	2750	3900	3000	2700	3500	3100
4. Величина пластового давления, МПа	73	29	69	31	35	77	57	35	69	57
5. Плотность бурового раствора, кг/м3	2000	1130	1850	1320	1350	1880	1930	1310	1800	1870
6. Наружный диаметр бурильных труб, м	0,129	0,114	0,147	0,114	0,129	0,147	0,129	0,114	0,147	0,129
7. Внутренний диаметр бурильных труб, м	0,107	0,096	0,125	0,096	0,107	0,125	0,107	0,096	0,125	0,107
8. Средняя длина свечи, м	25	25	25	25	25	25	25	25	25	25

6.2. Оценка вида нефтеводогазопроявления и определение исходных данных для расчета глушения скважины.

При первых признаках флюидопроявления все работы в скважине прекращается, насосы останавливают и выясняют причины перелива раствора из скважины. В случае продолжения движения раствора из ствола скважины, делается вывод о том, что в ствол скважины поступил флюид. Устье скважины герметизируют на 5-10 минут - закрывают превентор универсальный и задвижки на выкидных линиях. Операция по стабилизации давления в скважине предназначена для наблюдения за изменением давления в бурильной колонне (манометр на стояке) и в межтрубном пространстве (манометр на выкидной линии превенторов).